Что называют потенциальным дебитом скважины

Что такое дебит скважины?

Что такое дебит скважины — разобраться очень просто. Дебит скважины (или производительность скважины) — это объем воды, который дает скважина в течение часа, или, если быть точным, который восполняется за это время. Если говорить простым языком, то дебит — это потенциал скважины.

От чего зависит дебит скважины — это уже более сложный вопрос! Какая должна быть глубина артезианской скважины и какой выбрать диаметр? — Все эти вопросы необходимо учесть еще на этапе проектировки, чтобы в дальнейшем не возникли сложности!

Дебит скважины и колодца

Водоснабжение частного дома в большинстве случаев обеспечивается при помощи скважины или колодца. Скважины бывают двух типов: артезианская, глубина которой достигает 240 метров и скважина на песок. Дебит первой гораздо больше и может достигать до 5-8 кубометров в час. Скважина на песок имеет более низкий дебит — всего 0,4-2 кубометра в час.

Дебит колодца может оказаться чуть выше, чем скважины на песок за счет большего диаметра, но при этом стоимость колодца возможно, будет выше, а качество воды в нем ниже. Производительность колодцев обычно составляет не более 0,5-1 кубометр в час. Есть ли смысл выкапывать колодец на участке? (читайте нашу статью «Что лучше — скважина или колодец?») Наверное, нет, если вы собираетесь активно пользоваться водопроводом! Обслуживание колодца в дальнейшем будет более сложным, чем обслуживание скважины.

Насколько важен дебит скважины?

Мы разобрались, что такое дебит скважины. Давайте узнаем его значение! Если разобраться, то оно огромное. Когда в Вашем доме планирует проживать большая семья, расход воды будет немалым. Если производительность скважины небольшая — количества воды будет недостаточно для покрытия всех нужд. Расчет необходимого количества воды — задача непростая, но очень важная в этапе проектирования системы водоснабжения, поэтому рекомендуем ее доверить специалистам.

Компания ГИДРОМОНТАЖ занимается проектированием систем водоснабжения уже более 20 лет. Наши специалисты могут не только спроектировать, но и пробурить скважину, установить системы очистки воды в частном доме, и обеспечить Вас автономным водоснабжением. Получить бесплатную консультацию и узнать стоимость Вы можете по телефону: (812) 646-96-96 или оставьте заявку на бесплатный звонок.

Максимальное потребление воды — важный параметр, который учитывают наши специалисты в проектировании системы водоснабжения. Относительно его уже будет понятно, какую скважину необходимо бурить. В большинстве случаев необходимо бурение артезианской скважины на воду, ведь только глубокая скважина может обеспечить большим дебитом на долгие годы. Скважины бурятся в соответствии с Вашими будущими потребностями.

Рассчитать будущее потребление воды и обеспечить себя и семью более чем на 20 лет — задача, которая под силу только профессионалам! Ведь новички в погоне за прибылью готовы пробурить очень дешевую скважину. Но сможет ли она дать необходимый дебит? Однозначно, нет! Поэтому иногда лучше пробурить более дорогую, но производительную скважину, чтобы в дальнейшем не кусать локти.

Узнайте, какой дебит будет необходим именно Вам по телефону: (812) 646-96-96 или оставьте заявку на бесплатный звонок.

Источник

Способ определения потенциального дебита скважины

Изобретение относится к области газонефтяной промышленности, в частности к способам определения потенциального дебита скважин, и может быть использовано при контроле качества строительства скважин, применении методов воздействия на пласт и других работах, связанных с добычей нефти и газа.

На всех этапах освоения нефтегазовых месторождений требуется точная оценка потенциальных дебитов скважин на основе дифференцированного определения фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Известен способ определения потенциального дебита скважины [Стандарт ОАО «Татнефть». «Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан», Казань, 1999, 23 с.], включающий статистическую обработку промысловых наблюдений.

Недостатком этого способа является ограниченность его использования за счет того, что обработке подвергается один конкретный объект при достаточном количестве промысловых данных. Кроме того, способ не отличается точностью.

Недостатком является то, что абсолютная проницаемость интервала пласта определяется по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости без учета фильтрационной неоднородности пласта. В результате, неоднородный пласт представляется усредненной моделью, а следовательно, значение потенциального дебита определяется приблизительно.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение точности определения потенциального дебита скважины за счет дифференцированного определения абсолютной проницаемости и соответствующей толщины пласта.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом определения потенциального дебита скважины, включающим определение абсолютной проницаемости по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости и толщины пласта.

Новым является то, что перед построением зависимости абсолютной проницаемости от пористости выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.

По характеру распределения индекса перколяции выделяются группы коллекторов с различными фильтрационными свойствами, для которых строятся петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления, которые в дальнейшем используются для определения абсолютной проницаемости по результатам геофизических исследований скважин.

На основании проведенных исследований на керновом материале, по результатам геофизических исследований скважины продуктивный пласт дифференцируется на отдельные слои с различными фильтрационными свойствами, а следовательно, и с различными потенциальными дебитами.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Итого по скважине:
q = (0,08+0,02+0,15) = 0,25 т/сут*МПа.

Сравнительный анализ полученных значений расчета профиля потенциального дебита по предлагаемому способу и по прототипу показан на фиг. 2.

Затем были проанализированы промысловые данные по шести скважинам Сабанчинского месторождения в период их безводной работы. В таблице приведены результаты сравнения потенциальных и реально полученных дебитов.

Таким образом, предлагаемый способ не только повышает точность оценки потенциального дебита скважины за счет дифференциации фильтрационных свойств неоднородных коллкекторов, но и дает возможность оптимального выбора интервалов перфорации продуктивных пластов и уточнения параметров при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Способ определения потенциального дебита скважины, включающий определение абсолютной проницаемости по петрофизической зависимости проницаемости от пористости и толщины пласта, отличающийся тем, что выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость, по характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.

Источник

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Введение

В своей работе я бы хотел дать ответ на такие вопросы как:

1. Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

2. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

3. Оборудование устья газлифтных скважин.

4. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6. Охрана труда и техника безопасности при кислотных обработках скважин.

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Условия притока в отдельных скважинах и числовые коэффициенты, входящие в формулу коэффициента продуктивности, весьма неопределенны и поэтому точное определение его абсолютной величины является сомнительным.

Чтобы создать условия наилучшего притока нефти и газа к забоям скважин, необходимо прежде всего правильно выбрать промывочный раствор и оборудование забоя скважины.

Заметим, что условия притока к несовершенным скважинам еще более осложняются за счет влияния сопротивления фильтра, слоистости пласта, а иногда и влияния гидравлических потерь в скважине.

Гидроразрыв пласта улучшает условия притока жидкости из пласта: в скважину, уменьшая сопротивления на пути движения жидкости.

При эксплуатации скважин ухудшаются условия притока Е результате затухания фильтрации из-за отложений парафино-смолистых веществ.

Применение таких составов позволяет улучшить условия притока и повысить нефтеотдачу пластов. Мицеловые дисперсии, являющиеся смесью углеводородной жидкости с водой в присутствии ПАВ и электролита, также используются для увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате гидравлического разрыва пласта улучшаются условия притока жидкости из пласта в скважину.

Чем выше гидропроводность, тем лучше условия притока нефти к забоям скважин и, следовательно, больше ее дебит, а при большем дебите скважин обеспечиваются более благоприятные экономические показатели. Как будет показано в главе XXI, условия притока нефти к такой галлерее весьма близки к условиям притока нефти к расположенной по окружности группе ( батарее) скважин, даже при сравнительно небольшом числе скважин. [

Снижение пластового давления в значительной мере ухудшает условия притока жидкости из пласта к забою скважины не столько вследствие уменьшения двигательной энергии, необходимой для проталкивания нефти через поры пласта в скважину, сколько вследствие проникновения воды из глинистого раствора в нефтяной коллектор, что приводит к искусственному уменьшению естественной проницаемости призабойной зоны скважины.

Проницаемость призабойных зон, а следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

В промысловой практике встречаются случаи, когда на условия притока пластовых флюидов к забою скважины влияют кристаллы каменной соли, участвующие в породообразовании коллектора или переотложившиеся в процессе вскрытия пласта. Это наблюдается большей частью в карбонатных породах. Для удаления соли из порово-трещиннои среды используют воду или водные растворы ПАВ.

Для выполнения расчета должны быть известны следующие данные: условия притока флюидов ( дебит скважины Q, обводненность пв, газовый фактор G0, забойное р3 и пластовое рпл давления, коэффициент продуктивности или уравнение притока); давление на выкиде р2; свойства флюидов; средняя температура в скважине; глубина Н скважины и диаметр эксплуатационной колонны.

При пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что ухудшает условия притока флюида из пласта. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие проведение исследовательских работ в скважине.

При питании скважины водой и нефтью из различных пластов или пропластков с неодинаковым напором в них условия притока воды и нефти в скважину будут несколько иные.

Практика показывает, что использование способа мгновенной депрессии на пласт позволяет очистить перфорационные каналы и улучшить условия притока жидкости в приствольной части пласта, подвергшейся воздействию бурового раствора и его фильтрата.

При периодическом закачивании в пласт растворов поверхностно-активных веществ, разрушающих образовавшиеся эмульсии в призабойной зоне, несомненно значительно улучшаются условия притока жидкости из пласта к забоям скважины.

В результате скрепления песка смолой происходит некоторое уменьшение эффективной проницаемости породы, однако это уменьшение не является настолько существенным, чтобы резко повлиять на условия притока жидкости из пласта в скважину.

Логично предположить, что при их попадании в ПЗП в процессах вторичного вскрытия нефтяного пласта и глушения скважины перед ее ремонтом уменьшится интенсивность проявления капиллярных сил в пористой среде пород, улучшатся условия притока нефти к забою скважины, облегчится процесс ее освоения.

Доля стоимости приготовляемых буровых растворов в общих затратах на бурение возрастает, но это окупается повышением технико-экономических показателей, рентабельностью ведения работ, позволяет бурить скважины в более сложных геолого-технических условиях и улучшать условия притока нефти.

Дата добавления: 2015-10-24 ; просмотров: 555 | Нарушение авторских прав

Источник

Дебит скважины: что это такое и как его рассчитать

Что такое дебит скважины, интуитивно понятно, пожалуй, каждому. Это одна из важнейших характеристик данного источника водоснабжения. Знание этой величины позволяет, во-первых, оценить возможность скважины поставлять определенный объем воды. Во-вторых, подобрать подходящий эксплуатационный насос.

Дебит — одна из важнейших характеристик источника водоснабжения

Дебит скважины: как его определить

Расчет дебита скважины производят, исходя из ее габаритов и расстояния находящегося в ней водного уровня от поверхности. Причем надо учитывать, что указанное расстояние может изменяться. Его величина определяется временем года, погодой и техническим состоянием скважины.

Формула расчета дебита скважины носит имя ученого Дюпюи. Причем ею пользуются не только при расчетах скважин на воду, но и газовых и нефтяных стволов. Кроме того, существует и упрощенный метод расчета. В принципе, его точность вполне достаточна, чтобы вычислить производительность насоса. Вычисляя расход, определяют дебет как удельный, так и реальный.

Динамический и статический уровни

Дебит скважины рассчитать можно, если известны определенные исходные данные. Этими данными являются:

Статический и динамический уровни

Чтобы установить данные параметры, необходимо произвести соответствующие замеры. Для этого используются: шнур, грузик и рулетка.

Как правило, замеры производятся с соблюдением следующего алгоритма:

Разница уровней позволяет оценить дебит скважины: чем меньше она, тем больше уровень водоотдачи скважины. Водозабор считается высокопроизводительным, если разница составляет не превышает 1 м. Для артезианских источников характерно совпадение статического и динамического уровней.

Как определить производительность насоса

Однако знание только величины уровней недостаточно для расчета дебита. Для этого также необходимо знать производительность насоса (P). Ее можно определить по паспорту агрегата или по маркировке на его шильдике.

Если эта информация отсутствует, производительность можно установить, используя расходомер или счетчик. Это также можно сделать, пользуясь мерным сосудом и секундомером следующим образом:

Определение дебита скважины с помощью канистры

Затем производят несложные вычисления. Если, например, продолжительность заполнения равна 50 с, то производительность насоса определяется так:

В результате почасовая производительность составит:

Как рассчитывается дебит скважины по упрощенной методике

Чтобы определить этим способом дебит скважины, использую формулу:

Причем значение символов соответствует ранее использованным.

Например, возьмем конкретную ситуацию со следующими исходными данными:

Если подставить в формулу указанные значения, то получим:

В результате с достаточной точностью можно определиться и с мощностью скважинного насоса.

С выбором скважинного насоса не случится ошибки, если дебит скважины определен верно

Удельный дебит скважины

Вполне понятно, что если скважину оснастить более мощным насосом, то динамический уровень упадет. А это влечет за собой снижение и фактического дебита. Чтобы оценка водозабора была более объективной, пользуются таким понятием, как удельный расход.

Удельный расход – это объем откачанной жидкости, обусловливающий опускание водяного зеркала на 1 м.

Чтобы вычислить величину данного показателя, требуется заново определить динамический уровень, используя насос иной производительности.

Удельный дебит рассчитывается по формуле:

Теперь буквенные показатели в формуле заменим конкретными числами. Например, производительность второго насоса равняется 2,5 м³/ч. А соответствующий ему динамический уровень составляет 26 м. При подобных значениях величина удельного дебита составит:

То есть отдача скважины возрастет на эту величину, если H_ДН увеличится на 1 м.

Итак, если средний дебит скважины на дачном участке составляет 2,0 м³/ч, то при его увеличении на 0,38 м³/ч зеркало спустится на 1 м. Следовательно, для обеспечения постоянства подачи воды скважинный насос следует опустить на 1 м ниже отметки динамического уровня.

Расчет удельного дебита позволяет обеспечить постоянство водоснабжения из скважины

Реальный дебит скважины

Расчеты, производимые с использованием удельного дебита, дают результат, близкий к реальному. Однако в ходе расчетов следует учесть расстояние между устьем скважины и началом зоны фильтрации (H_Ф). Тогда реальный дебит скважины (Д_Р) можно вычислить, используя формулу:

Например, допустим, что величина H_Ф равна 28 м. Реальный дебит скважины при этом допущении составит:

В результате упрощенного расчета мы получили Д=4,8. Однако величина реального дебита оказалась меньше размера дебита, вычисленного первым способом, на 37%. Выбирая насос для установки на скважину, его производительность следует принимать меньшей на 20%. То есть менее 2,4 м³/ч. Иными словами, менее 58 м³ в течение суток.

Как определить дебит скважины в полевых условиях (видео)

Снижение дебита

По мере эксплуатации скважины ее характеристики постепенно падают. Это происходит в результате причин как естественного, так и технического характера. К ним, в частности, относятся:

В рамках последнего случая продлить жизнь источника можно, установив на устье скважины герметичный оголовок. В принципе, это позволяет нейтрализовать противодавление атмосферы. А оно равняется 10 м водного столба. Повысятся оба уровня – динамический и статический. А дебит скважины возрастет.

Установка оголовка позволяет избежать сокращения дебита скважины

Итак, вы узнали, как определить дебит скважины. Надеемся, что данная информация поможет вам при обустройстве собственного источника водоснабжения.

Источник

Оптимальный и потенциальный дебиты скважин

ГЛАВА 1

УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К

СКВАЖИНАМ

Приток жидкости к скважине

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаи­мосвязаны между собой.

Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круго­вом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена един­ственная совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический = const).

4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

(1.2)

где Q — объемный расход жидкости, м 3 /с; F — поверхность фильтрации, м 2 ;

— перепад давлений, Па;

— вязкость флюида, Па с;

l — путь течения флюида, м;

Для схемы рис. 1.2 обозначим:

R_k — радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

h — толщина пласта, м;

Р_к — давление на контуре питания, Па;

Р_заб — давление на забое скважины, Па.

Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси сква­жины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

После разделения переменных получим:

Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P:от Р_k до Р_заб; по r. от R_к до г_с.

Таким образом, имеем:

После интегрирования получаем:

Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описы­вает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.

Как видно из (1.5), распределение давления в пласте во­круг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Р_к является пластовым статическим давлением P_плст, в дальнейшем просто Р_пл (Р_плст — статическое пластовое давление — давление, которое суще­ствует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Р_плдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Р_за6.

1.2. Виды гидродинамического несовершен­ства скважин

Процесс течения продукции в пористой среде сопровожда­ется определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные филь­трационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.

Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.

На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершен­ной и гидродинамически несовершенных скважин.

Рис. 1.4. Схемы гидроди­намически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных сква­жин:

4-перфорационный канал
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:

1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).

Несовершенными по степени вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.

2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).

Несовершенными по характеру вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.

3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).

Несовершенными по степени и характеру вскрытия называ­ются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несо­вершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффи­циента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопро­тивлений можно представить в виде:

где С₁ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту D_c и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С₁ определя­ется по специальным графикам.

С₂ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважи­ны по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфора­ционных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфо­рационного канала d. Коэффициент С₂ также определяется по специальным графикам.

1.3. Коэффициент гидродинамического совер­шенства скважины

Любое гидродинамическое несовершенство скважины при­водит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Q_hc записывается в виде:

Коэффициентом гидродинамического совершенства сква­жины ф называется отношение дебита несовершенной скважи­ны Q_hc к дебиту совершенной скважины Q_c, вычисляемому по формуле (1.5).

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до насту­пления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно так­же интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи про­текал бесперебойно, скважины не выходили из строя вслед­ствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптималь­ного отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономиче­ские требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требовани­ям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит слу­жит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

1. Условия притока жидкости в скважину.

2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.

3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?

4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовер­шенства скважин.

5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.

6. Чем учитывается несовершенство скважины?

7. Как определяется коэффициент совершенства сква­жины?

8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.

Источник